что такое коэффициент расчлененности пласта

Что такое коэффициент расчлененности пласта

Об использовании коэффициента расчлененности для характеристики неоднородности эксплуатационного объекта

М.Н. КОРОСТЫШЕВСКИЙ (КазНИПИнефть)

Коэффициент расчлененности является одним из наиболее широко распространенных в промысловой геологии показателей неоднородности эксплуатационного объекта. Он определяется как отношение суммарного числа пластов-коллекторов, встреченных скважинами в разрезе объекта, к количеству скважин ( Мелик-Пашаев В.С. Современная оценка геологической неоднородности пластов в практике разработки нефтяных месторождений. Обзор. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., М., 1973, с. 1-20. ). Принято считать, что чем выше коэффициент расчлененности, тем неоднороднее объект эксплуатации или подсчета запасов. Согласно Временному методическому руководству по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ (1972 г.), к неоднородным отнесены объекты с коэффициентами расчлененности более 2,1 и числом характерных прослоев более трех.

В XIII горизонте 25 % пластов-коллекторов имеют коэффициент распространения менее 0,25; для 50 % пластов этот коэффициент превышает 0,6, в том числе только для одного пласта он превышает 0,9. По XIV горизонту минимальный коэффициент распространения составляет 0,35, при этом 86 % пластов распространены более чем на 60 % площади залежи, а 58 % из них имеют коэффициенты распространения более 0,9.

Приведенные данные говорят о том, что более высокий коэффициент расчлененности XIV горизонта по сравнению с XIII свидетельствует о лучшей выдержанности в его пределах пластов-коллекторов и, следовательно, о том, что он однороднее XIII горизонта. Такой вывод может быть достаточно уверенным благодаря тому, что коэффициенты слияния смежных пластов в обоих горизонтах изменяются в одних и тех же пределах и составляют в среднем 0,2, т. е. соотношение коэффициентов расчлененности будет определяться практически только коэффициентами распространения коллекторов.

Очевидно, что при близкой характеристике горизонтов по выдержанности пластов-коллекторов (при одинаковых коэффициентах распространения) на коэффициент расчлененности решающее значение будет оказывать слияние соседних пластов-коллекторов. В горизонте, где коэффициенты слияния выше и, следовательно, лучше гидродинамическая связанность пластов, коэффициенты расчлененности будут ниже, т. е. низшие коэффициенты расчлененности будут отражать меньшую неоднородность.

В практике, как правило, редко встречаются сравниваемые горизонты, отличающиеся коэффициентами распространения пластов при одинаковых или близких коэффициентах слияния или наоборот. Поэтому коэффициенты расчлененности, учитывающие сложное взаимоотношение выдержанности по площади пластов-коллекторов и их гидродинамической связанности по разрезу, вряд ли могут характеризовать неоднородность эксплуатационного объекта.

В то же время коэффициенты распространения пластов и их слияния отражают достаточно определенно строение продуктивных отложений по площади и разрезу и могут использоваться как для сравнительной качественной характеристики различных объектов, так и для количественной оценки гидродинамической связанности пластов, коэффициентов охвата вытеснением по площади и мощности, а также решения других вопросов промысловой геологии и разработки неоднородных сложно построенных продуктивных горизонтов.

Поступила 29/III 1982 г.

Варианты строения разреза с одинаковым коэффициентом расчлененности при резкой невыдержанности пластов-коллекторов (а), при 100 %-ном распространении пластов-коллекторов и высокой степени их слияния(б).

Источник

Коэффициент расчлененности

Коэффициент расчлененности рассчитывается по формуле:

, (15)

l₁, l₂,… – число прослоев коллекторов в каждой скважине;

n – общее количество скважин [7].

В том случае, когда эксплуатационный объект представлен пластом песчаника, К_расчл = 1.

Пример:

Пласт Ю₁ 3 К_расчл = (2+1+2+…+)/11 = 0,66 (так как в скв. 2016 пласт отсутствует).

Вывод: Чем выше К_расчл и чем ниже К_пес, тем выше макронеоднородность пласта.

Коэффициент литологической связанности (литологического слияния)

При фильтрации нефти в пласте большое практическое значение имеет гидродинамическая связь с соседними пластами или прослоями того же пласта. Степень связи пластов характеризуется коэффициентом слияния пластов. Чем больше коэффициент слияния, тем больше и степень связанности коллекторов по вертикали. К_сл можно определить по количеству скважин в которых пласт монолитен

, (16)

n_св – скважины, в которых установлена литологическая связь пластов (песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями);

N – общее количество скважин.

Пример:

В скважинах 2076, 2004, 2039, 2030, 2036 – пласт монолитен.

Также о степени литологической связи пластов можно судить по площади на которой происходит слияние пластов или прослоев. Эта площадь может быть замерена по схеме разбуривания.

, (17)

S_сл – площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями (монолитен);

S_общ – общая площадь залежи.

Общая площадь S_общ и площадь слияния S_сл высчитывается на миллиметровой бумаге с учетом масштаба. Площадь вычислять в квадратных сантиметрах, а затем перевести в квадратные метры.

Пример:

Пласт Ю₁ 3 К_сл = 687500/1500000 =0,458

Источник

Что такое коэффициент расчлененности пласта

1. Неоднородность пласта, микронеоднородность, макронеоднородность. Изменчи-вость проницаемости.

2. Расчлененность, прерывистость, линзовидность.

3. Коэффициент песчанистости, коэффициент расчлененности, коэффициент воздействия.

4. Учет прерывистости при расчетах добычи.

Неоднородность продуктивных пластов

Размеры пор в продуктивных пластах весьма разнообразны. Выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым относятся поры размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а по вторым – поры диаметром меньше 0,001 мм (мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, в субкапиллярных пор она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами.

В продуктивных пластах часто наблюдается трещиноватость, чаще в карбонат-ных коллекторах. Трещины имеют различную протяженность – от 0,01 – 0,15 до 10 – 20 м, раскрытость – от нескольких микрон до сантиметра, направленность – от бессистемных горизонтальных, наклонных до четно прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин и густоту – от 1 до 10 трещин на 1 м и более.

Одна из самых важных характеристик микроструктуры пористых сред нефте-носных пластов – смачиваемость их поверхности. Подавляющая часть продуктивных пластов преимущественно гидрофильна – т.е. смачиваема водой. Однако, под дейст-вием некоторых компонентов нефти – асфальтенов, происходит частичная гидрофо-бизация поверхности пор. Поэтому считается, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной, частично гидрофобной) смачиваемостью. Изменчивость, размеров пор и как следствие, ее изменчивость удельной поверхности пористой среды и смачиваемость называются микронеоднородностью. Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Макронеоднородность нефтяных пластов, часто называемая просто неоднород-ностью нефтяных пластов, представляет собой свойство нефтяного пласта – коллектора, обусловленное изменением его литологических свойств и изменчивостью его параметров по объему продуктивного пласта. Различаются три основных вида неоднородности пластов – коллекторов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию.

Нефтеносные пласты, в силу изменившихся условий отложения осадков при их образовании, представляют собой бессистемное чередование проницаемых нефте-насыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. (Демонстрированы профи-ли). Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выделяется до 10 – 20 пропластков. Из этого видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема залежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой через нагнетательные скважины в добывающие.

Для определения макронеоднородности строят различные карты, профиля и схемы, наглядно характеризующих степень площадной и объемной неоднородности пласта. Основные из них – карты распространения зональных интервалов или слоев, выделяемых в продуктивном пласте на основании детальной корреляции, а также геологические профили, построенные в различных направлениях и увязанные с упомянутыми картами.

На них можно выделить три группы участков: непрерывную часть пласта, полулинзы и линзы. Под линзами подразумеваются изолированные участки распространения зонального интервала, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами.

Полулинзами называют участки зонального интервала, открытые для поддер-жания пластового давления только с одной стороны. Непрерывная часть пласта имеет не менее двух выходов к контуру питания. Графическое отображение неоднородности пласта в виде карт распространения зональных интервалов дает возможность нагляд-но оценивать степень неоднородности пласта.

Расчлененность пластов принято также выражать различными коэффи-циентами – песчанистости, расчлененности и др.

Коэффициент расчлененности Кр представляет собой отношение числа проницаемых прослоев во всех скважинах η к числу скважин Ν:

Коэффициент песчанистости Кп – это отношение суммы толщин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта во всех скважинах Н:

Коэффициент песчанистости Кп – это отношение суммы толщин проницаемых пропластков η к сумме общих толщин пласта во всех скважинах Н:

Коэффициент распространенности Кs коллектора характеризует изменчивость продуктивных слоев по площади записи:

где Sк – площадь коллектора, на которой встречается пропласток;

Коэффициент литологической связанности Ксв – отношение суммарной площади всех зон слияния Sсв – к общей нефтенасыщенной площади Sо пласта;

Эти характеристики неоднородности пластов, определяемые обычно по геофизи-ческим данным, показывают, насколько сильно нефтенасыщенные пласты пропитаны непроницаемыми

Важнейшим следствием расчлененности пласта является прерывистость.

Отдельные проницаемые пропластки в продуктив-

ных пластах иногда замещаются непроницаемыми

породами и не прослеживаются между нагнета-

тельными и добывающими скважинами. Это

явление называется прерывистостью продуктив-ных пластов и оказывает огромное влияние на показатели работы нефтяных месторождений.

В качестве показателей прерывистости продуктивного пласта используются доли отношения объема Υ- непр. непрерывной части пласта, Υ- непр. объема доля линз и полулинз Y п/л

Yнепр. = Yнепр.; Yлинз = Yнепр.; Yп/линз = Yр/линз.;

Кроме того, степень прерывистости в зависимости от принятой системы разработки, местоположения скважин (нагнетательных и добывающих) и характера распространения пласта оценивается двумя коэффициентами – коэффициентом воздействия и коэффициента охвата процессом вытеснения или коэффициентом дренирования.

Коэффициент воздействия определяется как отношение работающей толщины, прослеживающейся между фронтом и отбора к общей эффективной мощности в скважинах:

где: ξ – коэф. воздействия, М – число зональных интервалов;

hp – работающая толщина, hэф – эффективность толщины.

Через коэффициент действия учитывается – прерывистость пласта и его влияние на дебиты скважины.

Следует подчеркнуть, что коэффициент воздействия ξ является характеристи-кой не только прерывистости продуктивного пласта, но и учитывает системы разработки залежи, поскольку его величина зависит от расстояния между скважинами

и расстоянием между фронтами закачки и отбора.

(Показать на профиле). Коэффициент воздействия

определяется путем статистического анализа

геолого-литологических профилей и карт

распространения отдельных пропластков,

определяется рабочая толщина при различных расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами.

Коэффициент воздействия можно также опреде-

лить на основании статистической зависимости

между этим параметром, характеризующим

прерывистости продуктивного пласта, и коэффи-

циентом песчанистости, достаточно точно и

просто определяемым уже на ранней стадии изу-

чения неоднородности продуктивного пласта.

Оптимальное число и размещение скважин

Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности.

До 30-х годов, когда физика и гидродинамика нефтяного пласта только начинали развиваться, размещение скважин и определение их числа осуществлялось практически без учета запасов фильтрации жидкостей и особенностей дренирования неоднородных пластов.

Считалось, что суммарная добыча нефти из каждой скважины обратно пропор-циональна корню квадратному из площади ее дренирования (правило Котлера). Это приводило к чрезмерному уплотнению сетки скважин, которая на практике достигала 0,5-1 га/ск. и менее. Наиболее ярким примером бесполезного уплотнения сетки скважин в мировой нефтяной промышленности является крупнейшее месторождение в США Ист-Тексас с извлекаемыми запасами около 1 млрд.т. На нем при очень хороших коллекторских свойствах было пробурено около 30000 скважин с плот-ностью сетки менее 2 га/скв., из которых более 25000 были просто лишними. Аналогичная плотность сетки скважин в те годы применялась на месторождениях Старо-Грозненского района и Азербайджана.

В конце 30-х годов на основе промысловых исследований скважин М. Маскстом (США) и В.Н. Щелкачевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции (взаимодействия) скважин при дренировании нефтеносных пластов. Согласно этой теории, скважины, дренирующие гидродинамически

Пласт, взаимодействуют между собой, вследствие его увеличение их сверх некоторо-го числа на ограниченной площади мало повышает отбор жидкости (нефти) из пласта. В 1945 г. в США Бакли и Крейз проанализировали данные по американским месторождениям, разрабатываемым на системе растворенного газа (44) и водонапор-ном режиме (59). Они не установили заметной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин в пределах 1,4-16 га/скв. Исходя из теории иптерференции скважин в 1945 г. А.П. Крылов, впервые в нашей стране и в мире для Туймазинского месторождения запроектировал сетку добывающих скважин га/скв. (400х500 м). Это был беспримерный качественный скачок в проблеме размещения скважин и методах разработки нефтяных месторождений. Вслед за Туймазинским место-рождением аналогичная сетка скважин (20-24 га/скв.) была реализована на многих месторождениях Урало-Поволжья Бавлинское, Шпаловское, Мухановское и др. Положительный опыт разработки этих месторождений послужил основанием для еще более решительного шага по разрежению сетки скважин и применению внутриконтурного искусственного заводнения. На Ромашкинском месторождении была запроектирована первоначальная плотность сетки 52 га/скв., в 60-70-х годах месторождений Западной Сибири первоначальная сетка плотностью 49-56 га/скв. оказалась наиболее распространенной. Вместе с тем практика разработки нефтяных месторождений редкими сетками скважин и искусственным заводнением оказалась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось. Проведенными исследованиями было установлено: гидродинамически единых однородных пластах наблюдается очень слабая зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин в нефтеносных пластах, обладающих сложно выраженной зональной неоднородностью, преры-вистостью, линзовидностью, члененностью и многопластовостью наблюдается значи-тельная зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин, причем эта зависимость тем сильнее, чем не однородность продуктивного пласта. Наиболее важ-ным неоднородности является прерывистость продуктивного пласта.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Неоднородные пласты

Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений

Методика учета неоднородных пластов (эксплуатация объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений предполагает использование таких основных коэффициентов: расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, распространения, прерывистости, сложности, литологической связанности (слияния).

Под неоднородностью продуктивных пластов понимают измен­чивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), оказывающую существенное влияние на распределе­ние запасов нефти и газа в объеме залежи и условия их выра­ботки.

Можно выделяют два основных вида геологической неодно­родности продуктивных пластов: микронеоднородность и макро­неоднородность.

Микронеоднородность продуктивного пласта — это показа­тель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной уг­леводородами,— проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др.

Выделяют следующие виды микронеоднородности:

Наибольший интерес представляет микронеоднород­ность по проницаемости — зональная и послойная.

Зональная микронеоднородность связана с изменчивостью про­ницаемости (гидропроводности) продуктивного пласта по пло­щади его распространения. Она оказывает определяющее влияние на продуктивность (дебиты) скважин, расположенных на разных участках залежи. Зональная микронеоднородность отображается графическим путем на картах распространения зон пласта с раз­ными фильтрационными свойствами с помощью изолиний или зон с определенным диапазоном изменения фильтрационного па­раметра.

Послойная микронеоднородность связана с наличием в раз­резах пластов-коллекторов прослоев разной проницаемости. Она определяет характер обводнения пластов и скважин в процессе их разработки. Послойная микронеоднородность количественно оценивается путем обработки результатов керновых данных ме­тодами математической статистики.

Расчлененность продуктивного горизонта (объекта разработки) сказывается главным образом на охвате воздействием пород-кол­лекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов. Расчлененность разреза на самостоятельные пропластки наиболее часто оценивается коэффициентом расчлененности. Коэффициент расчлененности представляв собой отношение числа пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. в сущности пока­зывает среднее число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт.

Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта (объекта разработки) в тех же скважинах. Коэффициент песчанистости можно представить также в виде отношения объема эффективной части продуктивного горизонта к общему объему горизонта. Следовательно, коэффициент песчанистости показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объ­еме продуктивного горизонта.

В качестве меры макронеоднородности, учитывающей рас­члененность и песчанистость можно использовать комплексный показа­тель — коэффициент макронеоднородности. Этот показатель характеризует расчлененность объекта раз­работки на единицу мощности пород-коллекторов.

Прерывистость пластов и прослоев сказывается на охвате воз­действием по площади. Ее учитывают при выборе методов воз­действия на продуктивные пласты при их разработке, выборе по­ложения и ориентации рядов добывающих и нагнетательных (разрезающих) сква­жин.

Для количественной оценки степени прерывистости пласта (пропластка) по площади (замещения его коллекторов непроницае­мыми породами) применяется методика использующая коэффициент распространения по­род-коллекторов. К s = Sк / S_общ, где Sк—площадь развития коллек­торов, S_общ — общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. Этот коэффициент определяют по картам рас­пространения коллекторов.

При оценке прерывистости пласта для прогнозирования ох­вата пластов заводнением широко применяется методика учета неоднородности пластов, основанная на разделении всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) пласта к непрерывной части, линзам или полулинзам служит рас­положение их по отношению к контуру питания. Считается, что непрерывная часть пласта будет в процессе разработки полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (коэффициент охвата) в зависимости от плотности сетки до­бывающих и нагнетательных скважин и их расположения, а линзы не охвачены воздействием вообще.

С целью изучения и оценки сложности строения особенно прерывистых и фациально изменчивых пластов применяют методику основанную на использовании коэффициента сложности:

Часто в многопластовых объектах из-за невыдержанности не­проницаемых разделов, разобщающих смежные пласты, образу­ются так называемые зоны слияния. Для оценки степени связан­ности смежных пластов применяют коэффициент литологической связанности (коэффициент слияния):

где: S сл – суммарная площадь всех зон слияния, S общ – общая площадь распространения нефтенасыщенного коллектора.

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Алгоритм расчета расчлененности пласта

Подскажите, пожалуйста, где и в какой книге можно посмотреть, как выполняется расчет расчлененности пласта.

Среднее число проницаемых прослоев по скважинам.
Алгоритм: Считаем кол-во пропластков коллекторов по скважинам и делим на кол-во скважин )))

Среднее число проницаемых прослоев по скважинам.
Алгоритм: Считаем кол-во пропластков коллекторов по скважинам и делим на кол-во скважин )))

Расчлененность (точнее коэффициент расчлененности) по своему определению / смыслу является СРЕДНЕЙ характеристикой пласта,
и поэтому для КАЖДОЙ скважины нет необходимости ее считать.

Вопрос в продолжение темы.
А как расчитать расчлененность пласта по каждой скважине в Petrel?

С уважением,
Инженер
P.S. Боюсь что узнать «среднее по пласту» не посчитав «по каждой скважине» будет достаточно сложно, по крайней мере мне такой алгоритм не известен.

Расчлененность (точнее коэффициент расчлененности) по своему определению / смыслу является СРЕДНЕЙ характеристикой пласта,
и поэтому для КАЖДОЙ скважины нет необходимости ее считать.

facies transition— расчлененность по указанному дискретному каротажу по скважинам в Petrel 2005( по zone log + возможность указания к какой zone относится пропласток если секется стратиграфией)
compartmentation— расчлененность по дискретному кубу(литология) в каждом столбце модели в Petrel 2007 2008 (в 2005 был facies transitions 3d property, насчет его рабочести- не знаю не юзал)

P.S. хм если в лоб то.
насчет расчета средней расчленнености в целом по пласту по скважинам сразу.

(будьте бдительны..недобурки с неадекватным кол-вом пропластков не дремлют, убираем их до процедуры upscale в лоб или применив фильтр по скважинам через отсутствующие welltop или другим характерным недосдачам , тут же кстати можно убрать ненужные нам скважины невскрывшие коллектор)

при наличии вышеупомянутых плагинов это маньячество и проверка цыфирь через черный ход, но иногда бывает полезно ))

—та же логика и аналогичная вкладка в Irap если мне не изменяет память, как и думаю в остальных программах для контроля процедуры апскейла

Источник